NO321320B1

NO321320B1 - Method and apparatus for determining the rotational rigidity of a drill string during drilling

Info

Publication number: NO321320B1
Application number: NO20011179A
Authority: NO
Inventors: Leon Van Den Steen; Wouter Johannes G Keultjes
Original assignee: Shell Int Research
Priority date: 1998-09-09
Filing date: 2001-03-08
Publication date: 2006-04-24
Also published as: CN1317069A; NO20011179D0; DE69926643D1; AR022669A1; RU2228438C2; ID27422A; EG21950A; WO2000014382A1; OA11780A; CN1246568C; AU753363B2; BR9913536A; CA2343738A1; EP1114240B1; GC0000066A; CA2343738C; EP1114240A1; NO20011179L; AU5861999A; DE69926643T2

Description

Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte og et system for å bestemme rotasjonsstivheten av en borestreng, ifølge kravinnledningene. The present invention relates to a method and a system for determining the rotational stiffness of a drill string, according to the claims.

Under rotasjonsboring kan borestrengen, og spesielt den nedre del av denne som er kalt bunnhullenheten (BHA), bli utsatt for uønskede rotasjonsvibrasjoner, også kalt oscillasjoner. Størrelsen og frekvensen av slike rotasjonsvibrasjoner avhenger av slike parametre som borestrengens lengde og stivhet, antallet posisjoner av borestrengstabilisatorer, formen av borehullet, og vekten av BHA. Feste-glipping er en modus for rotasjonsvibrasjoner som er spesielt uønsket, siden den fører til redusert gjennomtrengingstakt av borekronen og øket slitasje og skade på borestrengen. Under feste-glipp, er bevegelsen av borestrengen karakterisert ved gjentatte sykler av deselerasjon og akselerasjon, slik at i hver syklus kommer borekronen til en stopp og senere akselererer til en hastighet som er betydelig høyere enn den nominelle hastighet av rotasjonsbordet. During rotary drilling, the drill string, and especially the lower part of it called the bottom hole unit (BHA), can be exposed to unwanted rotational vibrations, also called oscillations. The magnitude and frequency of such rotational vibrations depend on such parameters as the length and stiffness of the drill string, the number of positions of drill string stabilizers, the shape of the wellbore, and the weight of the BHA. Attachment slippage is a mode of rotational vibration that is particularly undesirable, as it leads to a reduced penetration rate of the drill bit and increased wear and damage to the drill string. During attachment-miss, the movement of the drill string is characterized by repeated cycles of deceleration and acceleration, so that in each cycle the drill bit comes to a stop and later accelerates to a speed that is significantly higher than the nominal speed of the rotary table.

EP-A-0443689 beskriver et system for styring av borestrengsvibrasjoner, som varierer rotasjonshastigheten gradvis som respons på rotasjonsvibrasjonen av borestrengen for å dempe vibrasjonene. Borestrengen blir derved at et drevsystem som i de fleste tilfeller omfatter et rotasjonsbord drevet av en elektrisk motor, eller ved et toppdrev drevet av en elektrisk motor. Styringssystemet virker på prinsippet med styring av energistrømmen gjennom drivsystemet, og kan representeres ved en kombinasjon av en rotasjonsfjær og en rotasjonsdemper forbundet med drivsystemet. For å oppnå optimal dempning, må fjærkonstanten av fjæren og dempningskonstanten av demperen være avstemt til optimale verdier. Man vil forstå at rotasjonsstivheten av borestrengen spiller en viktig rolle i avstemning av slike optimale verdier. Den virkelige rotasjonsstivhet av borestrengen er imidlertid generelt ukjent, siden den endres under boreprosessen på grunn av at for eksempel at borestrengen blir forlenget mens borehullet blir dypere. EP-A-0443689 describes a system for controlling drill string vibrations, which varies the rotational speed gradually in response to the rotational vibration of the drill string to dampen the vibrations. The drill string thereby becomes a drive system which in most cases includes a rotary table driven by an electric motor, or in the case of a top drive driven by an electric motor. The control system works on the principle of controlling the energy flow through the drive system, and can be represented by a combination of a rotation spring and a rotation damper connected to the drive system. To achieve optimal damping, the spring constant of the spring and the damping constant of the damper must be matched to optimal values. It will be understood that the rotational stiffness of the drill string plays an important role in tuning such optimal values. However, the real rotational stiffness of the drill string is generally unknown, since it changes during the drilling process due to, for example, the drill string being lengthened as the borehole deepens.

Det vises til GB 2 311 140 som også beskriver kjent teknikk innenfor fagområdet. Reference is made to GB 2 311 140 which also describes prior art within the subject area.

Det er et mål for den foreliggende oppfinnelse å frembringe en fremgangsmåte og et system for å bestemme rotasjonsstivheten av en borestreng for å bore et borehull i en grunnformasjon. Dette oppnås med fremgangsmåten og systemet ifølge foreliggende oppfinnelse slik de er definert med de i kravene anførte trekk. It is an aim of the present invention to provide a method and a system for determining the rotational stiffness of a drill string for drilling a borehole in a foundation formation. This is achieved with the method and system according to the present invention as they are defined with the features listed in the claims.

Ifølge oppfinnelsen, er det frembrakt en fremgangsmåte for å bestemme rotasjonsstivheten av en borestreng for å bore et borehull i en grunnformasjon, hvor borestrengen har en bunnhullenhet (BHA) og en øvre ende drevet av et roterende drivsystem, hvor fremgangsmåten omfatter de følgende trinn: å bestemme den tidsderiverte av borestrengens dreiemoment under boring av borehullet ved et valgt tidspunkt når feste-glipp av BHA oppstår, å bestemme den nominelle rotasjonshastighet av borestrengen ved en øvre del av denne ved et valgt tidspunkt, og å bestemme rotasjonsstivheten av borestrengen fra et valgt forhold mellom den valgte tidsderiverte av borestrengens dreiemoment og den nevnte nominelle rotasjonshastighet ved den øvre del av borestrengen. According to the invention, a method has been developed for determining the rotational stiffness of a drill string for drilling a borehole in a basic formation, where the drill string has a bottom hole unit (BHA) and an upper end driven by a rotary drive system, where the method comprises the following steps: to determine the time derivative of the drill string torque during drilling of the well at a selected point in time when BHA slippage occurs, to determine the nominal rotational speed of the drill string at an upper part thereof at a selected point in time, and to determine the rotational stiffness of the drill string from a selected ratio between the selected time derivative of the drill string torque and the mentioned nominal rotation speed at the upper part of the drill string.

Borestrengens dreiemoment er en lineær funksjon av rotasjonsstivheten av borestrengen og vridningen av borestrengen. Følgelig er den tidsderiverte av borestrengens dreiemoment lineært avhengig av borestrengens stivhet og øyeblikkshastighetsforskjellen mellom BHA og den øvre del av borestrengen. Under feste-glipp varierer hastigheten av BHA mellom null og en størrelse på omkring to ganger den nominelle hastighet av den øvre del av borestrengen. Størrelsen av hastighetsvariasjonene av BHA har således en størrelse på omkring den nominelle hastighet av den øvre del av borestrengen. Ved således å velge forholdet mellom den tidsderiverte av dreiemomentet og den nominelle rotasjonshastighet av den øvre del av borestrengen, kan rotasjonsstivheten bli bestemt. The drill string torque is a linear function of the rotational stiffness of the drill string and the torsion of the drill string. Consequently, the time derivative of the drillstring torque is linearly dependent on the stiffness of the drillstring and the instantaneous velocity difference between the BHA and the upper part of the drillstring. During attachment slip, the speed of the BHA varies between zero and a magnitude of about twice the nominal speed of the upper part of the drill string. The size of the speed variations of the BHA thus has a size of around the nominal speed of the upper part of the drill string. By thus choosing the ratio between the time derivative of the torque and the nominal rotational speed of the upper part of the drill string, the rotational stiffness can be determined.

Det ble funnet at en sinusbølge passer hastigheten av BHA som en funksjon av tid. Derfor, i en foretrukken utførelse av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, er det valgte forhold: It was found that a sine wave fits the speed of the BHA as a function of time. Therefore, in a preferred embodiment of the method according to the invention, the selected ratio is:

hvor dTjs/ds where dTjs/ds

er den tidsderiverte av borestrengens dreiemoment, k2 er borestrengens stivhet, Acf er en korreksjonsfaktor, Qnom er den nominelle hastighet av den øvre del av borestrengen, <g>j0 er frekvensen av borestrengens oscillasjon. is the time derivative of the drill string torque, k2 is the drill string stiffness, Acf is a correction factor, Qnom is the nominal speed of the upper part of the drill string, <g>j0 is the frequency of the drill string oscillation.

Den tidsderiverte av borestrengens dreiemoment ved det nevnte valgte tidspunkt er således et maksimum slik at det valgte forhold er: The time derivative of the drill string's torque at the aforementioned selected time is thus a maximum so that the selected ratio is:

Alternativt er den tidsderiverte av borestrengens dreiemoment ved det nevnte valgte tidspunkt ved et minimum, slik at det valgte forhold er: Alternatively, the time derivative of the drillstring torque at the aforementioned selected point in time is at a minimum, so that the selected ratio is:

Systemet ifølge oppfinnelsen omfatter: en anordning for å bestemme den tidsderiverte av borestrengens dreiemoment under boring av borehullet ved et valgt tidspunkt når feste-glipp av BHA oppstår, en anordning for å bestemme den nominelle rotasjonshastighet av borestrengen ved den øver ende av denne ved det nevnte valgte tidspunkt, og en anordning for å bestemme rotasjonsstivheten av borestrengen fra et valgt forhold mellom den nevnte tidsderiverte av borestrengens dreiemoment og den nevnte nominelle rotasjonshastighet. The system according to the invention comprises: a device for determining the time derivative of the drill string's torque during drilling of the borehole at a selected point in time when attachment-missing of the BHA occurs, a device for determining the nominal rotation speed of the drill string at the upper end thereof at the aforementioned selected point in time, and a device for determining the rotational stiffness of the drill string from a selected ratio between said time derivative of the drill string's torque and said nominal rotational speed.

For ytterligere å forbedre avstemningen av fjærkonstanten og dempningskonstanten av styringssystemet er det å foretrekke at den virkelige størrelse av rotasjonstreghetsmomentet for BHA blir tatt i betraktning, hvilket treghetsmoment bestemmes fra rotasjonsstivheten av borestrengen ved bruk av forholdet, To further improve the tuning of the spring constant and damping constant of the control system, it is preferable that the true magnitude of the rotational moment of inertia of the BHA is taken into account, which moment of inertia is determined from the rotational stiffness of the drill string using the relationship,

hvor J] er rotasjonstreghetsmomentet for BHA. where J] is the rotational moment of inertia of the BHA.

Oppfinnelsen skal i det følgende beskrives i mer detalj og gjennom eksempler, med henvisning til tegningen, hvor figur 1 viser skjematisk en borestreng og rotasjonsdrivsystem brukt til å anvende fremgangsmåten og systemet ifølge oppfinnelsen, og figur 2 viser skjematisk rotasjonshastighetsvariasjoner i BHA for borestrengen på figur 1, som en funksjon av tid. In the following, the invention will be described in more detail and through examples, with reference to the drawing, where Figure 1 schematically shows a drill string and rotary drive system used to apply the method and system according to the invention, and Figure 2 schematically shows rotational speed variations in the BHA for the drill string in Figure 1 , as a function of time.

Med henvisning til figur 1, er det vist en skjematisk utførelse av en borestreng 1 som har en nedre del 3 som danner en bunnhullsenhet (BHA) og en øvre ende 5 drevet av rotasjonsdrivsystemet 7. BHA 3 har et treghetsmoment Ji, borestrengen har et tor-sjonsstivhet k2 og drivsystemet 4 har et treghetsmoment J3.1 den skjematiske utførelse på figur 1 har treghetsmomentet for del av borestrengen som er mellom BHA 3 og drivsystemet 7 blitt samlet til begge endene av borestrengen, dvs til Ji og J3. Referring to figure 1, there is shown a schematic embodiment of a drill string 1 having a lower part 3 forming a bottom hole assembly (BHA) and an upper end 5 driven by the rotary drive system 7. The BHA 3 has a moment of inertia Ji, the drill string has a tor -sion stiffness k2 and the drive system 4 has a moment of inertia J3.1 in the schematic embodiment in Figure 1, the moment of inertia for the part of the drill string that is between the BHA 3 and the drive system 7 has been collected to both ends of the drill string, i.e. to Ji and J3.

Drivsystemet 7 omfatter en elektrisk motor 11 og et rotasjonsbord 12 drevet av den elektriske motor 11, og er forbundet med et elektronisk styringssystem (ikke vist) for å dempe rotasjonsvibrasjoner av borestrengen 1 ved å absorbere dens rotasjonsvib-rasjonsenergi. Dempningsvirkningen av styringssystemet er simulert med en torsjons-fjær 15 og en rotasjonsdemper 17 plassert mellom elektriske motor 11 og et rotasjonsbord. Fjæren 15 har en fjærkonstant kf og rotasjonsdemperen 17 har en dempnings-konstant cf. Styringssystemet må avstemmes for å velge optimale verdier for parametrene kf og cf, hvilke optimale verdier avhenger av borestrengens parametere k2 og Jj. Prosedyren med å velge slike optimale verdier er ikke et mål for den foreliggende oppfinnelse. Isteden er det et mål for oppfinnelsen å bestemme de virkelige størrelser av k2 og Ji for å være i stand til å avstemme styringssystemet optimalt. Man vil forstå at størrelsene av k2 og Ji endres mens boringen fortsetter, på grunn av for eksempel at borestrengen blir forlenget når borehullet blir dypere, eller BHA blir endret. The drive system 7 comprises an electric motor 11 and a rotary table 12 driven by the electric motor 11, and is connected to an electronic control system (not shown) to dampen rotational vibrations of the drill string 1 by absorbing its rotational vibration energy. The damping effect of the steering system is simulated with a torsion spring 15 and a rotational damper 17 placed between electric motor 11 and a rotary table. The spring 15 has a spring constant kf and the rotational damper 17 has a damping constant cf. The control system must be tuned to select optimal values for the parameters kf and cf, which optimal values depend on the drillstring parameters k2 and Jj. The procedure of selecting such optimal values is not an object of the present invention. Instead, it is an object of the invention to determine the real values of k2 and Ji in order to be able to tune the control system optimally. It will be appreciated that the magnitudes of k2 and Ji change as drilling continues, due to, for example, the drill string being lengthened as the borehole deepens, or the BHA being changed.

På figur 2 er det vist et diagram i hvilket linjen 19 representerer rotasjonshastigheten av BHA som en funksjon av tid under feste-glipp, "og linjen 21 representerer en sinusbølgetilnærming til hastigheten av BHA. Hastigheten av BHA varierer typisk en gjennomsnittlig hastighet nnom for rotasjonsbordet 12 ved en størrelse er av størrel-sesordenen Qn0m> hvor den gjennomsnittlige hastighet er indikert ved linjen 23. Sinus-bølgetilnærmingen til hastigheten, representerer linjen 21, kan skrives som: In Figure 2, a diagram is shown in which line 19 represents the rotational speed of the BHA as a function of time during attachment-miss, and line 21 represents a sine wave approximation to the speed of the BHA. The speed of the BHA typically varies by an average speed of the rotary table 12 at a quantity is of the order of magnitude Qn0m> where the average speed is indicated by line 23. The sine wave approximation to the speed, represented by line 21, can be written as:

hvor Qbha er den tilnærmede øyeblikkshastighet for BHA 3, ACf er korreksjonsfaktoren henvist til ovenfor, Qnom er den nominelle hastighet av rotasjonsbordet 12, co0 er borestrengens oscillasjonsfrekvens. I de fleste tilfeller, kan korreksjonsfaktoren velges slik at Acf = 1. Alternativt, kan Acf velges noe større enn 1 for å ta vare på ikke-lineariteten av hastigheten av BHA, for eksempel where Qbha is the approximate instantaneous speed of the BHA 3, ACf is the correction factor referred to above, Qnom is the nominal speed of the rotary table 12, co0 is the oscillation frequency of the drill string. In most cases, the correction factor can be chosen so that Acf = 1. Alternatively, Acf can be chosen somewhat greater than 1 to take care of the non-linearity of the speed of the BHA, for example

Siden hastighetsvariasjonene av rotasjonsbordet 12 er generelt ubetydelige sammenliknet med variasjonene av BHA 3, er det rimelig å anta at øyeblikkshastighetsforskjellen Afl mellom rotasjonsbordet 12 og BHA 3 er: Since the speed variations of the rotary table 12 are generally negligible compared to the variations of the BHA 3, it is reasonable to assume that the instantaneous speed difference Afl between the rotary table 12 and the BHA 3 is:

Dreiemomentet i borestrengen 1 er: The torque in drill string 1 is:

hvor Tds er borestrengens dreiemoment, og where Tds is the torque of the drill string, and

<|>ds er borestrengens vridning. <|>ds is the twist of the drill string.

Med ( døa Idi) = AQ, følger det fira likningene (2) og (3) at: som har et maksimum på: With ( døa Idi) = AQ, it follows from the four equations (2) and (3) that: which has a maximum of:

Likningen for bevegelse av rotasjonsbordet 12 er: The equation for movement of the rotary table 12 is:

hvor Q er rotasjonshastigheten for rotasjonsbordet 12, og Tr er dreiemomentet som leveres av motoren 11 til rotasjonsbordet 12. where Q is the rotational speed of the rotary table 12, and Tr is the torque delivered by the motor 11 to the rotary table 12.

Fra den ovenstående beskrivelse følger det at rotasjonsstivheten av borestrengen 1 kan oppnås gjennom de følgende trinn: a) bestem Or og Tr, for eksempel fra strøm og spenning som leveres til den elektriske motor, From the above description it follows that the rotational stiffness of the drill string 1 can be obtained through the following steps: a) determine Or and Tr, for example from current and voltage supplied to the electric motor,

b) bestem borestrengens dreiemoment Tds fra likning (10), b) determine the drillstring torque Tds from equation (10),

c) bestem maksimum av den tidsderiverte for Tds, dvs max (dTds/dt), d) bestem den nominelle hastighet av rotasjonsbordet Qnom og velg en passende verdi for Acf (for eksempel = 1), og c) determine the maximum of the time derivative for Tds, i.e max (dTds/dt), d) determine the nominal speed of the rotary table Qnom and choose an appropriate value for Acf (for example = 1), and

e) bestem k2 ved bruk av likning (9), dvs e) determine k2 using equation (9), i.e

Videre, i de fleste tilfeller er frekvensen av borestrengens oscillasjon i størrel-sesordenen av den naturlige frekvens av borestrengen, derfor kan ©0 bli tilnærmet ved: Furthermore, in most cases the frequency of the drill string oscillation is in the order of magnitude of the natural frequency of the drill string, therefore ©0 can be approximated by:

Treghetsmomentet for BHA 3 kan nå bestemmes ved å måle oscillasjonsfre-kvensen ©0, og fra likningene (11) og (12): The moment of inertia for BHA 3 can now be determined by measuring the oscillation frequency ©0, and from equations (11) and (12):

Styringssystemet kan nå avstemmes, avhengig av verdiene av parametrene k2 og J,. The control system can now be tuned, depending on the values of the parameters k2 and J,.

Om nødvendig kan nøyaktigheten av den ovenstående prosedyre økes ved å bestemme eventuelle harmoniske av signalene som representerer borestrengens oscillasjon og å ta slike harmoniske i betraktning i de ovenstående likninger. If necessary, the accuracy of the above procedure can be increased by determining any harmonics of the signals representing the oscillation of the drill string and taking such harmonics into account in the above equations.

Claims

1. Method for determining the rotational stiffness of a drill string (1) during drilling in a foundation formation, where the drill string has a bottom hole assembly (3) (BHA) and an upper end (5) driven by a rotary drive system (7), characterized by determining the time derivative of the torque of the drill string during drilling of the well at a selected point in time when slippage of the BHA occurs, to determine the nominal rotation speed of the drill string (1) at an upper part thereof at a selected point in time, and to determine the rotational stiffness of the drill string (1 ) from a selected ratio between the selected time derivative of the drill string torque and the nominal rotation speed at the upper part of the drill string (1).

2. Method according to claim 1, characterized in that the selected ratio is: as defined above.

3. Method according to claim 2, characterized in that the selected time derivative of the drill string torque is at a maximum, and the selected ratio is:

4. Method according to claim 2, characterized in that the selected time derivative of the drill string's torque is at a minimum, and the ratio is:

5. Method according to claims 2-4, characterized in that the parameter Acf is chosen to be:

6. Method according to claims 1-5, characterized in that the rotary drive system (7) comprises a rotary table (12) and a motor (11) which drives the rotary table (12), and that the time derivative of the torque of the drill string is determined from the equation for movement of the drive system (7): as defined above.

7. Method according to claim 6, characterized in that the motor (11) is an electric motor and in that Tr and fir are determined from the current and voltage supplied to the electric motor (11).

8. Method according to the preceding claim, characterized in that it comprises determining the rotational moment of inertia for the BHA from the rotational stiffness of the drill string (1), and from the relationship: as defined above.

9. System for determining the rotational stiffness of a drill string (1) during drilling in a foundation formation, wherein the drill string (1) has a bottom hole assembly (3) (BHA) and an upper end (5) driven by a rotary drive system (7), characterized by that it comprises a device for determining the time derivative of the torque of the drill string during drilling of the borehole at a selected point in time when attachment slippage of the BHA occurs, a device for determining the nominal rotation speed of the drill string (1) at an upper end part thereof at the selected time, and a device for determining the rotational stiffness of the drill string (1) from a selected ratio between the time derivative of the drill string torque and the nominal rotational speed.